袁亮亮 陳亞舟 孫大偉 張紅崗 魏波

長慶油田第三采油廠 寧夏 銀川 750000

長慶油田采油三廠靖安油田D油藏位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部，無斷層發(fā)育，屬于典型的超低滲的油藏。隨著油田持續(xù)開采，油藏開發(fā)進入開發(fā)中期，開發(fā)面臨的問題矛盾日益突出，油井長期低產(chǎn)低效問題難以解決[1]。采用常規(guī)壓裂措施后產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn)期短，含水升幅高[2]，無法滿足當(dāng)前階段的油田生產(chǎn)開發(fā)需要，因此，亟需研究新的工藝方法解決當(dāng)前油井低產(chǎn)低效的現(xiàn)狀。近年來，為了改善井網(wǎng)的水驅(qū)效果，長慶油田開始試驗了寬帶壓裂技術(shù)，先后在多個油田取得了較好的應(yīng)用效果[3-5]。寬帶壓裂技術(shù)是在初次常規(guī)壓裂的基礎(chǔ)上對油藏進行二次重復(fù)壓裂改造的過程，通過縫端暫堵及縫內(nèi)多級暫堵技術(shù)提高側(cè)向壓力梯度，增大了裂縫的側(cè)向波及范圍，改變了優(yōu)勢水驅(qū)方向，并且通過對堵劑的不斷優(yōu)化，實現(xiàn)了提液控含水、提高單井產(chǎn)量，有效的降低油藏遞減速度，為采油三廠中高含水階段油藏高效開發(fā)具有深遠的指導(dǎo)意義。

1 寬帶壓裂技術(shù)實施背景

1.1 儲層物性差，低產(chǎn)低效井占比高

靖安油田D油藏北部、東部、西北部物性相對較好，單井產(chǎn)量相對較高，油藏南部、西南部物性較差，單井產(chǎn)量低。經(jīng)過統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，油藏物性較差部位油井低產(chǎn)低效占比高，為30%。分析認為，由于儲層物性差，導(dǎo)致注采系統(tǒng)主、向側(cè)向井無法形成有效驅(qū)替是造成油井低產(chǎn)低效的主要原因。而寬帶壓裂技術(shù)通過“控制縫長、增加帶寬”的思路對儲層進行大規(guī)模改造，主向裂縫半長控制在110～120m，側(cè)向裂縫帶寬控制在50～60m，可以建立超低滲透D油藏井組的有效驅(qū)替，實現(xiàn)油藏高效開發(fā)。

1.2 常規(guī)壓裂效果差，側(cè)向剩余油動用少

通過對靖安油田D油藏2018—2021年常規(guī)壓裂實施效果進行統(tǒng)計。結(jié)果表明：四年內(nèi)實施常規(guī)壓裂后油井平均單井日增油0.76t，措施增油水平較低，難以充分動用側(cè)向剩余油；措施后油井含水達60%，含水增幅超過20%，達到21.1%，這對中含水期油藏開發(fā)非常不利。因此需要對常規(guī)壓裂的工藝參數(shù)進行優(yōu)化，在提高單井增油的基礎(chǔ)上控制含水上升幅度，見表1。

表1 2018～2021常規(guī)壓裂措施效果統(tǒng)計表

2 寬帶壓裂技術(shù)原理

2.1 技術(shù)原理

寬帶壓裂技術(shù)是指在老井壓裂基礎(chǔ)上，借助縫端暫堵及縫內(nèi)多級暫堵技術(shù)產(chǎn)生復(fù)雜的裂縫縫網(wǎng)絡(luò)，同時采用多粒徑組合可降解暫堵劑，大粒徑在裂縫窄點處橋堵，小粒徑停留于間隙處，形成縫內(nèi)暫堵，從而提高側(cè)向壓力梯度，提高縫控儲量，縮短有效排距，形成有效驅(qū)替［6-7］。整體寬帶壓裂即是在一個井組開展多口井壓裂，擴大改造規(guī)模，提高動用程度。

針對靖安油田D油藏低產(chǎn)區(qū)，通過大規(guī)模重復(fù)壓裂改善水驅(qū)開發(fā)效果，即以“重復(fù)壓裂+二次構(gòu)建”的寬帶壓裂模式建立有效驅(qū)替，實現(xiàn)“雙低”老油藏的“二次開發(fā)”。

2.2 寬帶壓裂工藝參數(shù)

室內(nèi)模擬實驗表明，縫內(nèi)凈壓力大于高應(yīng)力區(qū)應(yīng)力，可以實現(xiàn)側(cè)向裂縫開啟。實施縫端、縫內(nèi)動態(tài)暫堵的體積壓裂，能夠提升縫內(nèi)凈壓力5MPa以上，滿足開啟側(cè)向新縫的技術(shù)條件。在主壓裂階段排量為3.0～6.0m3/min時，凈壓力能夠提升2～3MPa。

圖1 不同儲層厚度下凈壓力與施工排量關(guān)系曲線

圖2 相同縫長、縫高條件下入地液量與帶寬標定關(guān)系圖

2.3 堵劑性能評價

針對D油藏平面非均質(zhì)性較強，油井見水多為孔隙性見水，見水方向呈現(xiàn)多方向性，來水方向和強度判別難度大。因此研制新型堵劑配方，利用選擇性堵水劑對儲層遠端孔隙進行封堵，然后采用縫內(nèi)暫堵壓裂技術(shù)，在井筒近井地帶形成新的裂縫，實現(xiàn)封堵見水通道和“造新縫”的雙重目的。

2.4 驅(qū)油劑性能測試

利用驅(qū)油壓裂液“壓前補能、壓中增能、壓后蓄能”的技術(shù)思路，進行滲流場重構(gòu)壓驅(qū)一體化技術(shù)試驗。研究表明，壓前補能增加單段補能液量300～500m3，能夠?qū)崿F(xiàn)近井地層壓力提升1～2MPa，為側(cè)向裂縫開啟提供有利條件?，F(xiàn)場全程使用的驅(qū)油劑為烷基磺酸鹽類驅(qū)油劑CQH-1，該型驅(qū)油劑在高溫下具有較好的滲析效率，配置濃度為0.2%～0.3%，驅(qū)油效率82.7%，有較好的實施效果。

3 效果評價

3.1 整體效果評價

圖3 寬帶壓裂措施效果及區(qū)域采油指標變化圖

在靖安油田D油藏開展寬帶壓裂49井次，措施有效48井次，有效率達到98.0%，平均單井日增油達到1.53t，含水增幅7.67%，與常規(guī)壓裂相比，單井日增油顯著提高，含水上升幅度得到有效控制，油藏區(qū)域階段自然遞減，由7.2%降到3.6%，水驅(qū)動用程度由64.3升至66.2%，水驅(qū)動用程度得到明顯改善。

W1井位于D油藏西南部，是低產(chǎn)低效井，2022年對其進行寬帶壓裂改造。W2井與W1同在一個井網(wǎng)，該井在壓裂時增加壓前補能液300m3，實施壓裂后發(fā)現(xiàn)，W2初期日增油3.0t，優(yōu)于W1（1.1t）。結(jié)果表明提高單段入地液量由330m3提升至600m3能夠提高增油效果。分析認為，增加壓前補能液不僅能夠增加地層能量，同時液體進入地層后改變了地下壓力場，為后續(xù)壓裂產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)創(chuàng)造了條件。

3.2 施工參數(shù)評價

通過統(tǒng)計近些年礦場應(yīng)用的情況，對單井日增油與壓裂施工參數(shù)相關(guān)性分析，得到靖安油田D油藏寬帶壓裂現(xiàn)場最優(yōu)的施工參數(shù)。單段入地液量為550～650m3，單段堵劑為600kg，單段砂量35-45m3，升壓幅度3.5～6MPa。

圖4 D油藏寬帶壓裂施工參數(shù)與單井日增油關(guān)系統(tǒng)計

4 結(jié)論及建議

（1）靖安油田D油藏油井長期低產(chǎn)低效，通過分析其主要原因為儲層物性差，主側(cè)向無法建立有效驅(qū)替，采用以“控制縫長、增加帶寬”的思路開展井組整體縫網(wǎng)寬帶壓裂，促使驅(qū)替系統(tǒng)有效建立?，F(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，單井日增油與含水上升幅度得到明顯變好，水驅(qū)動用程度整體寬帶壓裂技術(shù)對于低產(chǎn)低效井動用側(cè)向剩余油及控制含水的思路是可行的。

（2）整體寬帶壓裂提液控水效果較常規(guī)壓裂顯著增強，證明該技術(shù)在低產(chǎn)低效井的中高含水期具有推廣應(yīng)用價值。

（3）通過在現(xiàn)場中的應(yīng)用發(fā)現(xiàn)，增加單段入地液量能夠有效提高增油效果，研究認為增加壓前補能液不僅能夠增加地層能量，同時還能改變地下壓力場，為壓裂產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)創(chuàng)造了條件。同時研究還明確了最優(yōu)施工參數(shù)，建議施工單段入地液量為550～650m3，單段堵劑為600kg，單段砂量35～45m3，升壓幅度3.5～6MPa。